Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к горной промышленности и может использоваться для предварительной дегазации разрабатываемых угольных пластов.

Известен способ дегазации разрабатываемого угольного пласта, заключающийся в бурении скважин в угольном пласте на расстоянии 10…20 м друг от друга с некоторым опережением относительно очистных работ, подключении скважин к вакуум-насосу и непрерывной работе в течение 6…8 месяцев (Бурчаков А.С., Мустель П.И., Ушаков К.З. Рудничная аэрология. - М. - Недра. - 1971. - С.42).

Недостатки этого способа заключаются в следующем:

1. Низкая эффективность дегазации разрабатываемого угольного пласта.

2. Большое количество дегазационных скважин.

3. Разрушение дегазационных скважин в зоне опорного давления.

4. Низкая эффективность герметизации устья скважин.

Известен способ предварительной дегазации разрабатываемого угольного пласта, включающий проходку в выемочном столбе конвейерного, промежуточного и вентиляционного штреков, подачу свежего воздуха в лаву по вентиляционному и промежуточному штрекам, бурение дегазационных скважин и проведение в них поинтервальных гидроразрывов, осуществление дегазации пласта. При этом дегазационные скважины бурят в промежуточном штреке с интервалом 20÷25 м по восстанию пласта, не достигая вентиляционного штрека на 5÷10 м, и по падению пласта с выходом дегазационных скважин в борт конвейерного штрека, производят осушение пласта путем свободного истечения пластовой воды через дегазационные скважины на промежуточный и конвейерный штреки, после осушения пласта в устьях дегазационных скважин, выходящих в борт конвейерного штрека, устанавливают цементные пробки и производят поинтервальные гидроразрывы в пласте с расстоянием между трещинами гидроразрыва 10÷15 м (Колмаков В.В., Колмаков В.А., Мазикин В.П., Гараев З.М. Способ дегазации разрабатываемого угольного пласта. - Патент №2133344, МПК⁶ E21F 7/00, 1999 г.).

Недостатки данного способа предварительной дегазации разрабатываемого угольного пласта заключаются в следующем:

1. Необходимо проходить промежуточный штрек, что приводит к существенному увеличению затрат на дегазацию.

2. Необходимо осуществлять целую серию гидроразрывов, что увеличивает трудоемкость и стоимость дегазации.

3. Законтурный массив скважин, ослабленный гидроразрывами, будет являться причиной раннего разрушения дегазационных скважин и практически полного разрушения скважин в зоне опорного давления.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ предварительной дегазации разрабатываемого угольного пласта (а.с. №1800061, МПК⁸ E21F 4/00, 1979 г.), включающий бурение дегазационных скважин в плоскости пласта, герметизацию их устья с последующим подключением к газопроводу, в котором с целью повышения эффективности дегазации и снижения трудозатрат на дегазацию за счет увеличения газоотдачи в скважины и уменьшения числа дегазационных скважин в зоне опорного давления, скважины бурят с шагом 35…70 м, но не более 0,7 длины зоны опорного давления, при этом в каждую скважину, приближающуюся к границе зоны опорного давления, закладывают перфорированные трубы с диаметром, равным 0,7…0,8 от диаметра скважины, а по мере приближения очистного забоя к скважине на расстояние 3…5 м перфорированные трубопроводы извлекают. Для облегчения извлечения перфорированного трубопровода, перед извлечением в него закачивают жидкость.

Недостатки прототипа предлагаемого технического решения заключаются в следующем:

1. Извлечение перфорированного трубопровода из отработавшей скважины является весьма трудоемкой технологической операцией.

2. В процессе извлечения перфорированного трубопровода из отработавшей скважины возможны разрывы трубопровода, и тогда часть трубопровода остается в скважине.

3. Закачивание жидкости в перфорированный трубопровод на расстоянии 3…5 м от скважины до груди очистного забоя не обеспечивает эффективного увлажнения призабойной части разрабатываемого угольного пласта и, как следствие, практически не снижает выделения пыли и газа в очистной забой.

4. При обрыве перфорированного трубопровода выемочная машина (очистной комбайн или струг) будет рубить этот трубопровод зубками исполнительного органа, что приведет к активному искрообразованию, которое может воспламенить метановоздушную смесь или взвешенную в атмосфере очистного забоя угольную пыль.

Задача изобретения заключается в уменьшении выделения пыли и газа в очистной забой за счет интенсивного увлажнения призабойной части разрабатываемого угольного пласта и снижении трудоемкости процесса ликвидации отработавшей скважины.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в известном способе предварительной дегазации разрабатываемого угольного пласта, включающем бурение дегазационных скважин в плоскости пласта, с шагом 35…70 м, но не более 0,7 длины зоны опорного давления герметизацию их устья, закладывание перфорированных трубопроводов в скважины с диаметром, равным 0,7…0,8 от диаметра скважины, герметизацию устья скважин, с последующим подключением к дегазационному газопроводу, закачивание жидкости в отработавшую скважину, для уменьшения выделения пыли и газа в очистной забой за счет интенсивного увлажнения призабойной части разрабатываемого угольного пласта и снижения трудоемкости процесса ликвидации отработавшей скважины перфорированный трубопровод монтируют из облегченных перфорированных труб, изготовленных из водорастворимых материалов, стыки труб соединяют упругими муфтами, на расстоянии 1,5…2 м от скважины до груди очистного забоя растворяют в скважине перфорированный трубопровод, нагнетая в него воду с добавками поверхностно-активных веществ и растворителей, и интенсивно увлажняют уголь в призабойной части разрабатываемого пласта, при этом обеспечивают темп нагнетания жидкости в отработавшую скважину не менее 15 л/мин.

Предлагаемое техническое решение иллюстрируется схемой, представленной на фиг.1.

Схема реализации предлагаемого способа предварительной дегазации угольного пласта содержит разрабатываемый угольный пласт 1, в котором пробурены рабочая дегазационная скважина 2 и отработавшая дегазационная скважина 3. В эти скважины помещены перфорированные трубопроводы 4, соединенные с дегазационным газопроводом 5. Водопровод высокого давления 6, соединенный со смесителем 7 с добавками поверхностно-активных веществ и растворителей, подключен к отработавшей дегазационной скважине 3. В очистном забое 8 расположен очистной комбайн 9 и механизированная крепь 10. Конвейерный штрек 11 и вентиляционный штрек 12 формируют контур выемочного столба. За механизированной крепью 10 расположено выработанное пространство 13. Пластовое давление образовывает фильтрационный поток газа из угольного пласта 14. А вода, поступающая из водопровода высокого давления 6, с добавкой растворителя из смесителя 7 растворяет перфорированный трубопровод 4 и создает фильтрационный поток воды с добавками поверхностно-активных веществ 15.

Для реализации предлагаемого способа предварительной дегазации угольного пласта бурят рабочие дегазационные скважины 2 и отработавшие дегазационные скважины 3 в плоскости угольного пласта 1, с шагом 35…70 м, но не более 0,7 длины зоны опорного давления. Закладывают перфорированные трубопроводы 4 в рабочие дегазационные скважины 2 и отработавшие дегазационные скважины 3 с диаметром, равным 0,7…0,8 от диаметра скважины, герметизируют их устья и подключают к дегазационному газопроводу 5. Перфорированные трубопроводы 4 монтируют из облегченных перфорированных труб, изготовленных из водорастворимых материалов, стыки труб соединяют упругими муфтами. По мере приближения очистного забоя к скважине на расстояние 1,5…2 м в перфорированный трубопровод 4 отработавшей дегазационной скважины 3 нагнетают воду с добавками поверхностно-активных веществ и растворителей, поступающими из смесителя 7, и растворяют перфорированный трубопровод 4. Образовавшуюся водную смесь растворенного перфорированного трубопровода 4 и поверхностно-активных веществ фильтруют в сторону груди очистного забоя 8, и она интенсивно увлажняет уголь в призабойной части разрабатываемого угольного пласта 1. Повышенная влажность угля снижает пылевыделение при его разрушении исполнительным органом очистного комбайна. Образовавшаяся водная смесь блокирует газ в порах угольного вещества и затрудняет выход газа из разрушенного угля. Таким образом, происходит уменьшение выделения пыли и газа в очистной забой.

Применение перфорированных трубопроводов из облегченных перфорированных труб, изготовленных из водорастворимых материалов, во-первых, снижает в целом трудоемкость монтажа трубопроводов, а главное, позволяет использовать технологический процесс растворения трубопровода в скважине. Для этого можно использовать трубы из таких водорастворимых материалов, как природные водорастворимые полимеры, водорастворимая бумага и др. Трубы из таких материалов имеют малый вес и являются достаточно прочными для удаления газа из дегазационных скважин.

Начало растворения перфорированного трубопровода на расстоянии 1,5…2 м от груди очистного забоя обусловлено, тем, что это зона так называемого отжима краевой части угольного пласта в очистном забое, где происходит активное трещинообразование и увеличение газовой проницаемости на 2…3 порядка. Вода с соответствующими добавками будет фильтроваться в сторону груди очистного забоя, и увлажнять уголь в призабойной части. Режим фильтрационного увлажнения реализуют, соблюдая темп нагнетания жидкости, который не должен превосходить естественной приемистости пласта. Перепад давления, который обеспечивает выполнение этого условия при линейном законе фильтрации, определяют по формуле

где ΔР - требуемый перепад давления, МПа; Р_н - давление нагнетания, МПа; Р_пл - пластовое давление газа. (Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М. - МГГУ. - 2002. - С.153-154).

При этом рекомендуемый перепад давления нагнетания составляет 3…10 МПа (Рудничная вентиляция. Справочник. - М. - Недра. - 1988. - С.36). Учитывая, что скважина находится в зоне повышенной фильтрационной проницаемости угольного пласта, целесообразно принять перепад давления нагнетания равным 3 МПа.

Рассматривая фильтрацию жидкости от скважины к груди очистного забоя с использованием приближенной одномерной модели, можно записать, что

где V_ф - скорость фильтрации воды в угольном пласте, м/с; k_в - проницаемость угольного пласта для воды, м²; µ_в - динамическая вязкость волы, Па·с; P - давление воды в порах и трещинах угольного пласта, МПа; х - пространственная координата, направленная в сторону груди очистного забоя, с началом отсчета на оси скважины, м.

Уравнение неразрывности для фильтрационного потока воды в данном случае имеет вид

(Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М. - МГГУ. - 2002. - С.124-125).

Интегрируя уравнение (3) для граничных условий V_ф(0)=Р_н и V_ф(δ)=Р_н, где δ - расстояние от оси скважины до груди очистного забоя, м, получим, что

где P_а - атмосферное давление, МПа.

Тогда, учитывая зависимость (2), можно записать

Темп нагнетания жидкости в скважину можно определить по формуле: Q=0,5πd_cL_cV_ф, где Q - темп нагнетания жидкости в скважину, м³/с; d_c - диаметр скважины, м; L_c - длина скважины, м. Таким образом, с учетом формулы (5) получим, что

В настоящее время бурят скважины для предварительной дегазации угольных пластов с d_c=60…100 мм и L_c=150…200 м. Применительно к условиям Кузбасса в зоне отжима угольного пласт k_в≈10^-15…10^-14 м². Требуемый перепад давления нагнетаемой жидкости составляет 3…10 МПа. Расчеты по формуле (6) для исходных данных, соответствующих практическим условиям, показывают, что минимальное значение темпа нагнетания жидкости в скважину составляет 2,4·10^-4 м³/с. Учитывая погрешность инженерных расчетов, целесообразно принять минимальное значение темпа нагнетания жидкости в скважину равным 2,5·10^-4 м³/с=0,015 м³/мин=15 л/мин.

Поверхностно-активные вещества и растворители для материалов, из которых выполняют перфорированный трубопровод, выпускаются промышленностью в широком ассортименте.